35kv地方降压变电站设计毕业设计

' 中文摘要变电站作为电力系统中的重要组成部分，直接影响整个电力系统的安全与经济运行。本论文中待设计的变电站是一座降压变电站，在系统中起着汇聚和分配电能的作用，担负着向该地区工厂、农村供电的重要任务。该变电站的建成，不仅增强了当地电网的网络结构，而且为当地的工农业生产提供了足够的电能，从而达到使本地区电网安全、可靠、经济地运行的目的。本论文《35KV地方降压变电所的一次系统初步设计》，首先通过对原始资料的分析及根据变电站的总负荷选择主变压器，同时根据主接线的经济可靠、运行灵活的要求，选择了两种待选主接线方案进行了技术比较，淘汰较差的方案，确定了变电站电气主接线方案。其次进行短路电流计算，从三相短路计算中得到当短路发生在各电压等级的母线时，其短路稳态电流和冲击电流的值。再根据计算结果及各电压等级的额定电压和最大持续工作电流进行主要电气设备选择及校验（包括断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器等）。最后，并绘制了电气主接线图、电气总平面布置图、防雷保护配置图等相关设计图纸。 第一章设计的内容和要求1.1原始资料分析1、变电站的建设规模（1）、类型：35KV地方降压变电所。（2）、最终容量：根据电力系统的规划需要安装两台容量为6300kVA，电压为35kV/10kV的主变压器.2、电力系统与本所的连接情况（1）、待设计的变电站是一座降压变电站，由于某县市集城镇地方工业、民营企业、农业及村民用电负荷到4500kW以上，为提高电能质量，满足该镇地方经济发展用电的需要而建.（2）、本变电站有10kV出线本期6回,35kV采用屋外配电装置,10kV采用屋内配电装置。3、电力负荷水平35kV母线短路容量为。LGJ—120线路的电抗为0.379Ω/km计算负荷S=4500kW4.环境条件：年最高温度：C，年最低温度：-C，海拔高度：200m，雷暴日数：31日/年，土质：粘土、土壤电阻率<250欧姆·米要1.2设计原则和基本要求设计按照国家标准要求和有关设计技术规程进行，要求对用户供电可靠、保证电能质量、接线简单清晰、操作方便、运行灵活、投资少、运行费用低，．并且具有可扩建的方便性。要求如下：1)选择主变压器台数、容量和型式2)设计变电所电气主接线；3)短路电流计算；4)主要电气设备的选择及各电压等级配电装置类型的确定; 1.3设计内容本次设计的是一个降压变电站，有二个电压等级35kV／10kV，35kV和10kV主接线均采用单母线分段接线方式。主变压器容量为2*6300kVA。该变电所35kV电源线路长度为15km。10kV出线本期6回。35kV采用屋外配电装置。10kV采用屋内配电装置。主变压器的选择2.1主变台数的确定2-1-1变电站变压器台数的选择原则（1）对于只供给二类、三类负荷的变电站，原则上只装设一台变压器。（2）对于供电负荷较大的地区变电站或有一类负荷的重要变电站，应选用两台两台相同容量的主变压器，每台变压器的容量应满足一台变压器停运后，另一台变压器能供给全部一类负荷；在无法确定一类负荷所占比重时，每台变压器的容量可按计算负荷的70%～80%选择。（3）对大城市郊区的一次变电站，如果中、低压侧已构成环网的情况下，变电站以装设两台为宜；对地区性孤立的一次变电站，在设计时应考虑装设三台主变的可能性；对于规划只装两台主变的变电站，其变压器的基础宜按大于变压器容量的1～2级设计。2-1-2变电站主变压器台数的确定待设计变电站由15km处的系统变电所用35kV采用屋外配电装置。10kV采用屋内配电装置。 由选择原则的第2点结合待设计变电站的实际情况，为提高对用户的供电可靠性，确定该变电站选用两台相同容量的主变压器。2-1-3变电所主变压器容量的确定原则（1）按变电所建成后5～10年的规划负荷选择，并适当考虑10～20年的负荷发展。（2）对重要变电所，应考虑一台主要变压器停运后，其余变压器在计算过负荷能力及允许时间内，满足Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电；对一般性变电所，一台主变压器停运后，其余变压器应能满足全部供电负荷的70%～80%。查《电力电气设备手册选择变压器的型号为:S67—6300/35表2-1变压器技术数据型号额定容量（kVA）额定电压（kV）损耗（kW）空载电流（%）连接组别高压低压空载短路S67—6300/35630038.557400350001Ynd112-1-5主变压器绕组数的确定国内电力系统中采用的变压器按其绕组数分有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等变压器，待设计变电所有35KV、10KV两个电压等级且是一座降压变电所，宜选用双绕组普通式变压器。2-1-6主变压器相数的确定 在330KV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对来说投资大、占地多、运行规模也较大，同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量，待设计变电所谓35KV降压变电所，在满足供电可靠性的前提下，为减少投资，故选用三相变压器。2-1-7主变压器调压方式的确定为了确保变电所供电量，电压必须维持在允许范围内，通过变压器的分接头开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数，从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：不带电切换，称为无励磁调压，调整范围通常在22.5%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%，但其结构较复杂，价格较贵，由于待设计变电所的符合均为Ⅰ、Ⅱ类重要负荷，为确保供电质量，有较大的调整范围，我们选用有载调压方式。2-1-8主变压器绕组连接组别的确定变压器的连接组别必须和系统电压相位一致，否则，不能并列运行，电力系统采用的绕组连接方式只有星形和三角形两种，因此对于三相双绕组变压器的高压侧，110KV及以上电压等级，三相绕组都采用“YN”连接，35KV及以下采用“Y”连接；对于三相双绕组变压器的低压侧，三相绕组采用“d”连接，若低电压侧电压等级为380/220V，则三相绕组采用“yn”连接，在变电所中，为了限制三次谐波，我们选用“Ynd11”常规连接的变压器连接组别。2-1-9主变压器冷却方式的选择 电力变压器的冷却方式，随其型号和容量不同而异，一般有以下几种类型：（1）自然风冷却：一般适用于7500KVR一下小容量变压器，为使热量散发到空气中，装有片状或管型辐射式冷却器，以增大油箱冷却面积。（2）强迫油循环水冷却：对于大容量变压器，单方面加强表面冷却还打不到预期的冷却效果。故采用潜油泵强迫油循环，让水对油管道进行冷却，把变压器中热量带走。在水源充足的条件下，采用这种冷却方式极为有利散热效率高、节省材料、减少变压器本体尺寸，但要一套水冷却系统和有关附件且对冷却器的密封性能要求较高。即使只有极微量的水渗入油中，也会严重地影响油的绝缘性能。故油压应高于水压0.1～0.15Mpa，以免水渗入油中。（3）强迫空气冷却：又简称风冷式。容量大于等于8000KVA的变压器，在绝缘允许的油箱尺寸下，即使有辐射器的散热装置仍达不到要求时，常采用人工风冷。在辐射器管间加装数台电动风扇，用风吹冷却器，使油迅速冷却，加速热量散出，风扇的启停可以自动控制，亦可人工操作。（4）强迫油循环导向风冷却：近年来大型变压器都采用这种冷却方式。它是利用潜油泵将冷油压入线圈之间、线饼之间和铁芯的油管中，使铁芯和绕组中的热量直接由具有一定流速的油带走，二变压器上层热油用潜油泵抽出，经过水冷却器冷却后，再由潜油泵注入变压器油箱底部，构成变压器的油循环。（5）强迫油循环风冷却：其原理与强迫油循环水冷相同。（6） 水内冷变压器：变压器绕组用空心导体制成，在运行中将纯水注入空心绕组中，借助水的不断循环将变压器中热量带走，但水系统比较复杂且变压器价格比较高。待设计变电所主变的容量为6300KVA,为使主变的冷却方式既能达到预期的冷却效果，有简单、经济，我们选用自然风冷却。2.2本变电站站用变压器的选择变电站的站用电是变电站的重要负荷，因此，在站用电设计时应按照运行可靠、检修和维护方便的要求，考虑变电站发展规划，妥善解决分期建设引起的问题，积极慎重地采用经过鉴定的新技术和新设备，使设计达到经济合理，技术先进，保证变电站安全，经济的运行。一般变电站装设一台站用变压器，对于枢纽变电站、装有两台以上主变压器的变电站中应装设两台容量相等的站用变压器，互为备用，如果能从变电站外引入一个可靠的低压备用电源时，也可装设一台站用变压器。根据如上规定，本变电站选用两台容量相等的站用变压器。站用变压器的容量应按站用负荷选择：S＝照明负荷+其余负荷*0.85(kVA)站用变压器的容量：Se≥S＝0.85∑P十P照明(kVA)根据任务书给出的站用负荷计算：S＝4500*0.85=3825    考虑一定的站用负荷增长裕度，站用变10KV侧选择两台SC30/10和S950/35/10型号配电变压器，互为备用。 第三章电气主接线的选择3.1选择原则电气主接线是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。主接线方案的确定与电力系统及变电站运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并对电器设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的设计必须正确处理好各方面的关系，全面分析论证，通过技术经济比较，确定变电站主接线的最佳方案。3.1.1主接线设计的基本要求及原则变电站主接线设计的基本要求：1)可靠性供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，电气主接线的设计必须满足这个要求。因为电能的发送及使用必须在同一时间进行，所以电力系统中任何一个环节故障，都将影响到整体。供电可靠性的客观衡量标准是运行实践，评估某个主接线图的可靠性时，应充分考虑长期运行经验。我国现行设计规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结，设计时应该予以遵循。2)灵活性电气主接线不但在正常运行情况下能根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快的退出设备、切除故障，使停电时间最短、影响范围最小，并在检修设备时能保证检修人员的安全。3)操作应尽可能简单、方便电气主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便，或造成不必要的停电。4)经济性主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上— ，还应使投资和年运行费用最小，占地面积最少，使变电站尽快的发挥经济效益。5)应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快，因此，在选择主接线时，应考虑到有扩建的可能性。变电站主接线设计原则：1)变电站的高压侧接线，应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线方式，在满足继电保护的要求下，也可以在地区线路上采用分支接线，但在系统主干网上不得采用分支接线。2)在6-10kV配电装置中，出线回路数不超过5回时，一般采用单母线接线方式，出线回路数在6回及以上时，采用单母分段接线，当短路电流较大，出线回路较多，功率较大，出线需要带电抗器时，可采用双母线接线。3)在35-66kV配电装置中，当出线回路数不超过3回时，一般采用单母线接线，当出线回路数为4～8回时，一般采用单母线分段接线，若接电源较多、出线较多、负荷较大或处于污秽地区，可采用双母线接线。4)在110-220kV配电装置中，出线回路数不超过2回时，采用单母线接线；出线回路数为3～4回时，采用单母线分段接线；出线回路数在5回及以上，或当“0—220KV配电装置在系统中居重要地位；出线回路数在4回及以上时，一般采用双母线接线。5)当采用SF6等性能可靠、检修周期长的断路器，以及更换迅速的手车式断路器时，均可不设旁路设施。总之，以设计原始材料及设计要求为依据，以有关技术规程为标准，结合具体工作的特点，准确的基础资料，全面分析，做到既有先进技术，又要经济实用。3.1.2主接线的基本形式和特点主接线的基本形式可分两大类：有汇流母线的接线形式和无汇流母线的接线形式。在电厂或变电站的进出线较多时（一般超过4回），为便于电能的汇集和分配，采用母线作为中间环节，可使接线简单清晰、运行方便、有利于安装和扩建。缺点是有母线后配电装置占地面积较大，使断路器等设备增多。无汇流母线的接线使用开关电器少，占地面积少，但只适用于进出线回路少，不再扩建和发展的电厂和变电站。 有汇流母线的主接线形式包括单母线和双母线接线。单母线又分为单母线无分段、单母线有分段、单母线分段带旁路母线等形式；又母线又分为双母线无分段、双母线有分段、带旁路母线的双母线和二分之三接线等方式。无汇流母线的主接线形式主要有单元接线、扩大单元接线、桥式接线和多角形接线等。3.2变电站的各侧主接线方案的拟定在对原始资料分析的基础上，结合对电气主接线的可靠性、灵活性、及经济性等基本要求，综合考虑在满足技术、经济政策的前提下，力争使其为技术先进、供电可靠安全、经济合理的主接线方案。供电可靠性是变电所的首要问题，主接线的设计，首先应保证变电所能满足负荷的需要，同时要保证供电的可靠性。变电所主接线可靠性拟从以下几个方面考虑：1、断路器检修时，不影响连续供电；2、线路、断路器或母线故障及在母线检修时，造成馈线停运的回数多少和停电时间长短，能否满足重要的I、II类负荷对供电的要求；3、变电所有无全所停电的可能性；主接线还应具有足够的灵活性，能适应多种运行方式的变化，且在检修、事故等特殊状态下操作方便，高度灵活，检修安全，扩建发展方便。    主接线的可靠性与经济性应综合考虑，辩证统一，在满足技术要求前提下，尽可能投资省、占地面积小、电能损耗少、年费用（投资与运行）为最小。1、35KV侧主接线方案图3-3单母线接线A方案：单母线接线B方案:单母线分段接线 图3-4单母线分段接线分析：A方案的主要优缺点：1)接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且利于扩建，但可靠性和灵活性较差;2)当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，各回路必须在检修或故障消除前的全部时间内停止工作；3)出线开关检修时，该回路停止工作。B方案的主要优缺点：1)当母线发生故障时，仅故障母线停止工作，另一母线仍继续工作；2)对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电;3)当一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，这样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电；4)任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作；5)当出线为双回线时，会使架空线出现交叉跨越。结论:B方案一般速用于35KV出线为4-8回的装置中。综合比较A、B两方案,选择B方案单母线分段接线为35KV侧主接线方案。3、10KV侧主接线方案A方案：单母线接线(见图3-3)B方案：单母线分段接线(见图3-4)分析：A方案的主要优缺点：1)接线简单、清晰、设备少、投资小、运行操作方便且利于扩建，但可靠性和灵活性较差; 2)当母线或母线隔离开关发生故障或检修时；各回路必须在检修或故障消除前的全部时间内停止工作；．3)出线开关检修时，该回路停止工作。B方案的主要优缺点：1)母线发生故障时，仅故障母线停止工作，另一母线仍继续工作；2)对双回路供电的重要用户，可将双回路分别接于不同母线分段上，以保证对重要用户的供电3)当一段母线发生故障或检修时，必须断开在该段母线上的全部电源和引出线，样减少了系统的发电量，并使该段单回线路供电的用户停电；4)任一出线的开关检修时，该回线路必须停止工作；5)当出线为双回线时，会使架空线出现交叉跨越。结论：B方案一般适用于10KV出线为6回及以上的装置中。综合比较A、B两方案,并考虑本变电站10KV出线为6回，所以选择B方案单母线分段.第四章短路电流计算4.1短路计算的目的及假设一、短路电流计算的目的1、在选择电气主接线时，为了比较各种接线方案或确定某一接线是否需要采取限制短路电流的措施等，均需进行必要的短路电流计算。 2、在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障情况下都能安全、可靠地工作，同时又力求节约资金，这就需要进行全面的短路电流计算。3、在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件检验软导线的相间和相对地的安全距离。4、在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。5、按接地装置的设计，也需用短路电流。二、短路电流计算的一般规定1、验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按工程的设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划（一般为本期工程建成后5～10年）。确定短路电流计算时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应仅按在切换过程中可能并列运行的接线方式。2、选择导体和电器用的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的导步电机的影响和电容补偿装置放电电流的影响。3、选择导体和电器时，对不带电抗器回路的计算短路点，应按选择在正常接线方式时短路电流为最大的地点。4、导体和电器的动稳定、热稳定以及电器的开断电流一般按三相短路验算。三、短路计算基本假设1、正常工作时，三相系统对称运行；2、所有电源的电动势相位角相同；3、电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化；4、不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流；5、元件的电阻略去，输电线路的电容略去不计，及不计负荷的影响；6、系统短路时是金属性短路。 4.2短路电流计算的步骤目前在电力变电站建设工程设计中，计算短路电流的方法通常是采用实用曲线法，其步骤如下：1、选择要计算短路电流的短路点位置；2、按选好的设计接线方式画出等值电路图网络图；1）在网络图中，首选去掉系统中所有负荷之路，线路电容，各元件电阻； 2）选取基准容量和基准电压Ub（一般取各级的平均电压）；3）将各元件电抗换算为同一基准值的标么电抗；4）由上面的推断绘出等值网络图；3、对网络进行化简，把供电系统看为无限大系统，不考虑短路电流周期分量的衰减求出电流对短路点的电抗标幺值，即转移电抗；4、求其计算电抗；5、由运算曲线查出短路电流的标么值；6、计算有名值和短路容量；7、计算短路电流的冲击值；1）对网络进行化简，把供电系统看为无限大系统，不考虑短路电流周期分量的衰减求出电流对短路点的电抗标幺值，并计算短路电流标幺值、有名值。标幺值：有名值：2）计算短路容量，短路电流冲击值短路容量：短路电流冲击值：8、绘制短路电流计算结果表4.3短路电流计算及计算结果=35kv=10kV.电力系统架空线路变压器S=∞l=15KMSn=6300kw0.379Ω/kmUk％=7.5图3-1 2、求各元件的电抗标么值，取=100MVA，工程上习惯性标准一般选取基准电压.断路器：Xl*=Sd/Soc=100/300=0.33线路：变压器：无限大容量电源短路电流周期分量的标么值有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量 K2：有名值冲击电流短路全电流最大有效值短路容量三相对称短路电流计算结果汇总短路点短路电流周期分量有效值（kA）稳态短路电流有效值（kA）短路电流冲击值（kA）短路全电流最大有效值（kA）短路容量（MVA）K12.082.085.303.14133.33K22.842.845.233.1051.55 第五章导体和电气设备的选择5.1电气设备的选择原则    电气装置中的载流导体和电气设备，在正常运行和短路状态时，都必须安全可靠地运行。为了保证电气装置的可靠性和经济性，必须正确地选择电气设备和载流导体。各种电气设备选择的一般程序是：先按正常工作条件选择出设备，然后按短路条件校验其动稳定和热稳定。    电气设备与载流导体的设计，必须执行国家有关的技术经济政策，并应做到技术先进、经济合理、安全可靠、运行方便和为今后扩建留有一定的余地。电气设备选择的一般要求包括：1、应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；2、应按当地环境条件校核；3、应力求技术先进和经济合理；4、选择导体时应尽量减少品种；5、扩建工程应尽量使新老电器型号一致；6、选用的新产品，均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格。7、按短路条件来校验热稳定和动稳定。8、验算导体和110kV以下电缆短路热稳定时，所有的计算时间，一般采用主保护的动作时间加相应的断路器全分闸时间；而电器的计算时间一般采用后备保护动作时间加相应的断路器全分闸时间；断路器全分闸时间包括断路器固有分闸时间和电弧燃烧时间。5.2断路器和隔离开关的选择短路参数：ich=5.30(kA);  I"=I∞=2.08(kA)Ue=35KV 主变一次侧的断路器选择参数如下图所示：（35侧断路器）型号额定电压最高工作电压额定电流额定开断电流额定短时耐受电流额定峰值耐受电流额定关合电流额定合闸时间全开断时间LW8-40.535KV40.5KV1600KA25KA25KA(4S)63KA63KA0.1s0.06s①热稳定的校验s=0.13+0.050.18s又2500＞即合格②动稳定的校验又＞即合格③开断能力＜即合格④短路容量 ＜56000即合格主变一次侧隔离开关选择参数如下图所示：（35侧隔离开关）型号额定电压kV最高工作电压kV额定电流KA动稳定电流KA热稳定电流KAGW2-35G3540.56004820（4s）①热稳定的校验设=0.18s又1600＞即合格②动稳定的校验又＞即合格10侧断路器:型号额定额定关合电流KA 额定电压KV最高工作电压KV电流KA额定开断电流KA额定短时耐受电流KA额定峰值耐受电流KA额定合闸时间s全开断时间sZN28-1210126302020(4S)50500.060.03①热稳定的校验s=0.13+0.050.18s又1600＞即合格②动稳定的校验又＞即合格③开断能力＜即合格④短路容量＜6300即合格 (4)10侧隔离开关型号额定电压kV最高工作电压kV额定电流KA动稳定电流KA热稳定电流KAGN-81011.56005220（4s）①热稳定的校验s又1600＞即合格②动稳定的校验又＞即合格(5)选择校验结果列表序号计算参数选择LW8-40.5型校验结果项目参数项目参数1工作电压35kVU35kV合格2断流容量133.33S56000合格3动稳定校验合格 4热稳定校验2500合格5开断能力2.08kA额定开断能力25kA合格②序号计算参数选择ZN28-12型校验结果项目参数项目参数1工作电压10kVU10kV合格3断流容量51.55S6300合格4动稳定校验合格5热稳定校验1600合格6开断能力2.84kA额定开断能力20kA合格③序号计算参数选择GW2-35G型校验结果项目参数项目参数1工作电压35kVU35kV合格2动稳定校验合格3热稳定校验1600合格④序号计算参数选择GN-8型校验结果项目参数项目参数1工作电压10kVU10kV合格 2动稳定校验合格3热稳定校验1600合格4-2-4高压熔断器的选择及校验㈠、参数的选择项目参数技术条件正常工作条件电压、电流保护特性断流容量、最大开断电流，熔断特性、最小熔断电流环境条件环境温度、最大风速、污秽、海拔高度、地震烈度当在屋内使用时，可不校验。(1)限流式高压熔断器一般不宜使用在电网工作电压低于熔断器额定电压的电网中，以避免熔断器熔断截流式产生的过电压超过电网允许的2.5倍工作相电压。当经过验算，电器的绝缘强度可允许使用高一级电压的熔断器时，则应按电压比折算，降低其额定的断流容量。(2)高压熔断器熔管的额定电流应大于或等于熔体的额定电流。(3)跌落式熔断器在灭弧时，会喷出大量游离气体，并发出很大的响声，故一般只在屋外使用。㈡、熔体的选择(1)熔体的额定电流应按高压熔断器的保护熔断特性选择，应满足保护的可靠性、选择性、灵敏度的要求，非自爆式熔断器都具有反时限的电流-时间特性。熔体额定电流选择过大，将延长熔断时间，降低灵敏度；选择过小，则不能保证保护的可靠性和选择性。 选择熔体时，应保证前后两级熔断器之间、熔断器与电源侧继电保护之间以及熔断器与负荷侧继电保护之间动作的选择性。在此前提下，当在本段保护范围内发生故障时，应能在最短时间没切断故障。当电网装有其他接地保护时，回路中最大电流与负荷电流之和不应超过最小熔断电流。(2)保护电力电容器的高压熔断器的熔体，在下列正常情况下不应误熔断：①由于电网电压升高、波形畸形等原因引起的电力电容器回路电流增大时。②电力电容器运行过程中的涌流。保护电力电容器的高压熔断器熔体的额定电流可按下式选择；式中——系数，对于跌落式高压熔断器，取1.2～1.3；对于限流式高压熔断器，当一台电力熔断器时，系数取1.5～2.0，当为一组电力电容器时，取1.3～1.8；——电力电容器回路的额定电流，A。(3)保护35kV及以下电力变压器的高压熔断器熔体，在下列正常情况下不应误熔断：①当熔体内通过电力变压器回路最大工作电流时。②当熔体内通过电力变压器的励磁涌流时（一般按熔体通过该电流时的熔断时间不小于0.5s校验）.③当熔体内通过保护范围以外的短路电流及电动机自起动等引起的冲击电流时。保护35kV及以下电力变压器的高压熔断器，其熔体的额定电流可按下式选择：式中——系数，当不考虑电动机自起动时，可取1.1～1.3；当考虑电动机自起动时，可取1.5～2.0；——电力变压器回路最大工作电流，A。(4)保护电压互感器的熔断器，只需按额定电压和断流容量选择，不必校验额定电流。 (5)除保护防雷用电容器的熔断器外，当高压熔断器的断流容量不能满足被保护回路短路容量要求时，可在熔断器回路中装设限流电阻等措施限制短路电流。(6)对没有限流作用的跌落式熔断器，应考虑短路电流的非周期分量，用全电流进行断流容量的校验。同时，尚需用系统最小运行方式下的短路电流校验三相断流容量的下限值，以保证熔断器有足够的熔断电流。㈢、高压熔断器选择结果表型号额定电压(kV)额定电流(kA)断流容量S(MVA)备注KN100.51000保护户内电压互感器RW9-35350.52000保护户外电压互感器4-2-5高压熔断器的校验及结果表式中——额定开断电流——冲击电流有效值——次暂态电流有效值对于没有限流作用的熔断器选择时用冲击电流有效值校验；对于有限流作用的熔断器选择时，因为在电流过最大值之前已截断，故可不计非周期分量的影响，而采用校验。序号计算参数选择KN型校验结果项目参数项目参数1工作电压10kVU10kV合格22.08kA额定开断电流合格 序号计算参数选择RW9-35型校验结果项目参数项目参数1工作电压35kVU35kV合格22.84kA额定开断电流合格4-3进线与出线的选择与校验1、母线及电缆的选择原则敞露母线一般按下列各项进行选择和校验：1)导体材料、类型和敷设方式；2）导体截面；3）机械强度；4）电晕；5)热稳定；6）动稳定；电缆则按额定电压和上述1)、2）、4）项及允许的电压降选择和校验。2、敞母线及电缆的选型常用导体材料有铜和铝。铜的电阻率低，抗腐蚀性强，机械强度大，是很好的导体材料。但是它在工业和国防上有很多重要的用途，我国铜的储量不多，价格较贵，因此铜母线只用在持续工作电流大，且位置特别狭窄的发电机、变压器出线处或污秽对铝有严重腐蚀而对铜腐蚀较轻的场所。铝的电阻率虽为铜的1.7-2倍，但密度只有铜的，我国铝的储量丰富，价格较低，一般都采用铝质材料。电缆类型的选择与其用途、敷设方式和使用条件有关。例如35kV及以下，一般采用三相铝芯电缆；110kV及以上采用单相充油电缆；直埋地下，一般选用钢带铠装电缆；敷设在高差较大地点，应采用不滴流或塑料电缆。3、母线及电缆截面的选择除配电装置的汇流母线及较短导体按长期发热允许电流选择外，其余导体截面一般按经济电流密度选择。按经济电流密度选择导体截面可使年计算费用最低。年计算费用包括电流通过导体所产生的年电能损耗费、导体投资和折旧费以及利息等，对应不同种类的导体的最大负荷年利用小时数将有一个年计算费用最低的电流密度—经济电流密度（）。部分导体的经济电流密度，见下表4-3导体的经济截面可由下式决定： 式中—正常工作时的最大持续工作电流。表4-3导体的经济电流密度载流导体名称最大负荷年利用小时数3000以内3000-50005000以上铜导体和母线3.02.251.75铝导体和母线1.651.150.9铜芯3.02.52.0铝芯1.61.41.2橡皮绝缘铜芯电缆3.53.12.74-3-135kV架空线路的选择与校验35kV进线为双回路，按经济电流密度选择其截面：设查表4-3得查电力工程电气设计手册选,周围空气温度为时的安全电流为275（A）。该变电所的历年平均最高气温为29.9摄氏度。查电流修正系数表得修正系数则安全电流：(1)机械强度的校验： 合格（2）发热条件的校验：合格进线回路的最大持续工作电流除考虑正常负荷电流外，还需考虑事故状态下由一回线路输送的工作电流。合格（3）电晕损耗条件：35kV及以下线路，导线表面电场强度小，通常不会产生电晕，因此不考虑电晕损耗。（4）35kV及以下线路要考虑电压损耗，允许电压损耗百分数为。校验其电压损耗：35kV架空线路相间距取则其几何均距查，几何均距为2.0时的电阻35kV架空线长，线路末端合格。 故35kV进线选满足要求。4-3-210kV电缆的选择与校验（1）定电压：（2）按经济电流密度选择电缆截面：查导体的经济电流密度表得根据以上数据初步选用YJLV—10，S=300的电力电缆。（1）发热条件的校验经查表得YJLV—10型S=300的铝芯电力电缆的允许载流量（80摄氏度）为：所以选用该型号电力电缆满足发热条件的要求4-4互感器的选择与配置4-4-1电流互感器的选择电流互感器的选择除应满足一次回路的额定电压、额定电流、最大负荷电流计短路电流的动热稳定性外，还要满足二次回路的测量仪表、自动装置的准确度等级和保护装置10％误差曲线要求。如果容量不足，可将两个二次绕组串联。 ㈠电流互感器的选择原则1.按额定一次电压选择所选电流互感器的一次额定电压必须与安装处的电网电压一致，即式中——电流互感器铭牌标出的额定电压，kV；——电流互感器安装点的额定电压，kV。4-4-2电压互感器的选择电压互感器的选择与配置，除应满足一次回路的额定电压外，其容量与准确度等级应满足测量仪表、保护装置和自动装置的要求。负荷分配应在满足相位要求下尽量平衡，接地点一般设在配电装置端子箱处。电压互感器的选择不需要进行动稳定、热稳定校验，选择应满足一下条件。㈠按额定电压选择所选电压互感器一次侧额定电压必须与安装处电网的额定电压一致，二次侧额定电压一般为100V。按额定电压选择，应满足式中——电压互感器铭牌标出的额定电压，kV；——电压互感器安装点的额定电压，kV。㈡电压互感器类型的选择根据用途和二次负荷性质，选择电压互感器的类型及二次接线方式。㈢按准确度等级选择 除以上两点，选择电压互感器时还注意其准确度等级及二次负荷容量。4-4-3互感器的配置㈠电压互感器的配置在变电所的运行中，各种测量仪表及保护装置都要测量得各级的电压的数值，而且要求不受运行方式改变的影响，所以在每条母线或每段母线上，以及桥式接线的两端都必须配置电压互感器。㈡电流互感器变电所中的各种测量仪表、过流保护装置与差动保护等，都与电流互感器相连接，并且各种仪表和继电保护对电流互感器的准确度等级及接线要求不同。这样电流互感器额使用数量较多，应根据需要合理配置。㈢通常按下列要求配置1.测量仪表和过流保护装置测量仪表和过流保护装置，要求在大电流接地系统中三相都装设电路互感器。2.小电流接地系统测量仪表和过流保护装置，要求在小电流接地系统中两相都装设电路互感器。3.差动保护对于差动保护，要求在大电流、小电流接地系统中都要装设电流互感器。4.高压断路器对于高压断路器要尽量置于保护区之内。1、35kV侧电流互感器：Igmax=1.05Ie=1.05S/1.732*35=109.122(A)Ue=35KV选取：LVQB—35，600/5，0.5/D/10P 电流互感器参数：短时热稳定电流：31.5KA，动稳定电流：80KA动稳定校验：ich=5.30(kA)＜80kA动稳定校验合格。热稳定校验：Qd=2.08*2.08*0.5(kA2·S)Q承受=1*31.5*31.5(kA2·S)Q承受＞Qd热稳定校验合格。3、10kV侧电流互感器：Igmax=1.05Ie=1.05S/1.732*10=381.928(KA)Ue=10KV由于10KV选用为户内成套设备，所以选取和开关柜配套使用的型号：LMZ—12/1500/5电流互感器参数：雷电冲击耐受电压（kV），75短时工频耐受电压（kV），42表5-2   电流互感器选型表安装地点型号35kVLVQB—3510kVLMZ—12/1500/5电压互感器的选择：电压互感器的选择应满足继电保护、自动装置和测量仪表的要求，对于：1、3-20kV配电装置，宜采用油绝缘结构，也可采用树脂浇注绝缘结构的电磁式电压互感器。2、35kV配电装置，宜采用油浸绝缘结构的电磁式电压互感器。3、110kV及以上配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，宜采用电容式电压互感器。根据上述条件，选择如下：110kV：母线选单相、串级式、户外式电压互感器。35kV：母线选单相、户外式电压互感器。10kV：母线成套设备配套电压互感器。  表5—8电压互感器选择表安装型号额定电压/KV各级次额定容量/VA地点原线圈副线圈辅助线圈0.5级1级3级35kV母线JDJJ-3535/0.1/0.1/315025060010kV母线JDZJ-1010/0.1/0.1/35080200第五章补偿装置5-1补偿装置的种类和作用补偿装置可分串联补偿装置和并联补偿装置两类。1、串联补偿装置（1）对110kV及以下电网中串联电容补偿装置，主要用于减少线路电压降，降低受端电压波动，提高供电水平和质量。而在闭合电网中，则主要用于改善潮流分布，减少有功损耗。用于110kV及以下电网，当线路没有分支线时，装在线路末端的变电所；当线路上有多个负荷分支线时，将串联补偿装置设在线路总压降约一半的附近变电所内。（2）对220kV及以上电网中的串联电容补偿装置，利用其电容抵消部分线性电感，相当于缩短线路的长度，曾强系统的稳定性，提高输送能力。一般将串联补偿装置与线路中间的开关站或变电所合建在一起。当无中间开关站或变电所时，才将串补偿装置设在末端变电所中。2、并联补偿装置 并联补偿装置分并联电容补偿装置、静补装置、并联电抗补偿装置和超高压并联电抗器和调相机等。(1)并联电容装置又可分断路器投切和晶闸管投切的并联补偿装置。它们向电网提供可阶梯调节的容性无功，以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电网电压。同时还设交流滤波装置，在向电网提供可阶梯调节的容性无功时，给电网的滤波电流提供一个阻抗近似为零的通路，以降低母线谐波电压正选波形畸变率，进一步提高电压质量和抗干扰能力。当装设电容补偿装置引起的高次谐波含量超过允许值时，应在回路中设置串联电抗器，也可兼做限制涌流电抗器，需要限制短路电流时，还可兼做限流电抗器。串联电抗器宜选用干式空心电抗器。(2)静补偿是采用晶体管器件构成的高效静补装置，它向电网提供可快速无级连续调节的容性和感性无功，降低电压波动和波形畸变率，全面提高电压质量，并兼有减少有功损耗，提高系统稳定性和降低工频过电压的功能。调相机是以往用得较多的补偿装置向电网提供可无级连续调节的容性和感性无功，维持电网电压，并可以强励补偿容性无功，提高电网的稳定性。调相机克为专用的也可由同容量的汽轮发电机改造为调相运行机组，因它是旋转机械，运行管理维护工作量大，建筑物也较大，故目前已经很少采用。以上静补装置都是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变（配）电所、换流站的母线上。此外，在发电厂有时将发电机改作调相机；在变电所中，或可将并补偿装置连接在110kV母线上。（3）并联电抗补偿装置。它向电网提供可阶梯调节的感性无功，补偿电网的剩余容性无功，保证电压稳定在允许范围内。它一般连接在大型发电厂或变电所的35kV及以下的电压母线上，在发电厂中它常接在联络变压器的低压侧。在变电所中它常接在主变压器的低压侧。（4）超高压并联电抗器，并联在330kV及以上超高压线路上，补偿输电线路的充电功率，以降低系统的工频过压水平，并兼有减少潜供电流，便于系统并网，提高供电可靠性等功能。超高压并联电抗器一般并接在需要控制工频过电压幅值的线路中间或末端，常设置在线路中间开关站或变电所中，有时也和串补装置同时安装在变电所或开关站中。在高压输电线路上串联电容器补偿装置，利用其电容抵消部分线性电感，相当于缩短线路的长度，曾强系统的稳定性，提高输送能力。该变电所为35kV将压变，35kV双回输电线路长6KM，考虑成本投资方面，在此不考虑装设串联电容器补偿装置。。 5-2并联电容器容量的计算考虑在10kV母线上利用并联电容器改善功率因数式中—负荷所需补偿的最大容性无功量，kvar—母线上的最大有功负荷，kW—补偿前的最大功率因数角—补偿后的最小功率因数角—由补偿到时，每千瓦有功负荷所需补偿的容性无功值，kvar/kW查10kV母线允许最低的功率因数不低于0.9，而不符合要求，在10kV母线上的最大有功负荷。因此为提高功率因数，在10kV母线并联电容器装置。则当提高功率因数至0.95时所需的电容器容量为：经计算得并联电容器的最小容量为3376.14。5-3并联电容器装置容量选择和主要要求。 （1）并联电容器的补偿容量，应按负荷或主变压器需补偿的满足功率因数要求的最大容性无功功率或满足某点符合电压变化范围要求的容量，容量宜分别为主变压器容量的以下。（2）电容器组的分组容量应满足以下要求：1）分组装置在不同组合方式中投切时，不会引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。2）投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的线电压变化值不超过额定电压的。3）与断路器投切电容器的能力相适应。4）不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆容量。第六章变电站接地与防雷的设计6-1防雷保护的必要变电所是电力系统的中心环节，在这里安装有许多重要的电气设备，如电力变压器、高压断路器等各种高压一次设备。这些设备一旦发生雷击破坏，将造成大面积的停电，同时这些设备比较贵重，损坏后修复又不很容易，会造成很大的经济损失，因此变电所的防雷保护要求十分可靠。6-2变电所中可能出现大气过电压的种类（1）直击雷产生的过电压雷直击于变电所的电气设备，防止这种直击雷过电压的主要措施是装设专门的避雷针或是悬挂避雷线。中小型6-10变电所的建筑不高，一般均较厂房低，通常不需令装设避雷针保护。（2）雷电感应产生的过电压 输电线路上直接落雷或由于雷电感应而产生的过电压波，沿着输电线路袭入变电所，防止侵入雷电波的保护，输电线路受直击雷后，雷电波沿导线运动至变电所，需装设阀型避雷器等保护。（1）雷电波的危害雷电波的电压很高，容易将变压器、断路器等电气设备的绝缘击穿。如果在电气设备附近装上避雷器，对雷电波的放电电压比电气设备绝缘的击穿电压低，所以当雷电波侵袭到电气设备的附近时，避雷器现行放电，将雷电波削弱，可以保护电气设备的绝缘免受雷电波的损坏。（2）变电所防雷接线的基本方式过电压波会对电气设备造成重大危害，必须加以限制。限制这种过电压波的主要方法是采用性能较好的阀型避雷器。为了使阀型避雷器不致负担过重，应在靠近变电所的一段线路上加强防雷措施，该线段就是所谓的“进线段”。阀型避雷器配合以“进线段”，是现代变电所防雷接线的基本方式。6-3变电所的直击雷保护避雷针装设的基本原则（1）被保护设备包括露天配电装置及变电所中一些重要的隔离设备和建筑物。所有的被保护物都应该处在避雷针的保护范围之内，使其免遭直击雷。（2）在主控制室配电装置的房顶上不宜装设避雷针，主要原因是在这些建筑物上装设避雷针后，防止反击雷有很大困难。因在配电室上装设避雷针，落雷时屋内配电装置会发生反击事故。尤其是有些变电所装用了晶体管保护装置，往往在雷直击时发生误动作。在有爆炸危险的建筑物上，严禁装设避雷针。（3）应避免逆闪络或反击。如果避雷针与被保护设备间的绝缘距离不够，就有可能在受雷击后电位升高，使避雷针对保护设备又发生放电，这种现象叫做避雷针对被保护设备的逆闪络或反击。显而易见，逆闪络仍将高电位加到保护设备上，因此仍然会造成电气设备绝缘的损坏。6-4避雷针高度的确定 根据变电所的平面布置图，采用四根等高避雷针对变电站进行防直击雷保护。根据最小安全距离确定四根避雷针的具体位置如下图6-1所示：计算能有效全部保护改变电站所需的避雷针高度：门型架构高：7.5桥型线路高：4主变高：3建筑物高：6设避雷针高度小于30，则高度影响系数取1独立避雷针的高度为12小于30，原假设成立。 校验：即当选择独立避雷针的高度为12时，能有效全保护该变电所。6-5变电所入侵波的保护避雷器变电站的雷电过电压，主要是侵入雷电波过电压，也就是线路上的直击雷或感应雷过电压行波沿导线传导至变电所，由于变配电所有大量的配电设备，侵入雷电波过电压对这些设备的绝缘构成了威胁，由雷电过电压行波行至变电所后，传输通道的特性发生变化，最明显的变化就是电气设备的波阻抗与传输线路的波阻抗不一致，使波的行为复杂化，再由于避雷针动作前后对过电压行波产生的不同作用，更使问题变得复杂化，因此对变配电所过电压及其防护的精确计算工是一个极为复杂的问题，因此这里化作定性的讨论。避雷器的作用是限制过电压以保护电器设备，它实质上是一个放电器，当雷侵入波或操过过电压超过某一电压值时，避雷器将先于与其并联的被保护设备放电，使过电压值被限制，从而使电气设备得到有效保护。1、对避雷器的基本要求：对于大接地电流系统，只要有一相存在工频续流，就相当于单相短路对于小接地系统，若两相或三相同时存在工频续流，则相当于相间短路，因此避雷器必须切断工频续流以消防工频短路，才能保证系统迅速恢复正常运行，因此，对避雷器有以下基本要求：（1）在过电压作用下，避雷器应该先于被保护设备放电，这主要靠两者之间的伏秒特性配合来实现。（2）避雷器应具有一定的熄弧能力，以使在工频续流第一次过零点时就能够迅速地切断工频续流。2、为了使避雷器可靠地保护设备，首先必须满足以下条件：（1）避雷器的伏秒特性应能与被保护设备配合，在任何过电压波形下，避雷器伏秒特性都应在被保护物绝缘伏秒特性之下。 （2）避雷器的残压要低于被保护设备的冲击击穿电压。根据上面的讨论可知，一般采用阀式或金属氧化物避雷器对变电站设备进行保护，避雷器一般安装在母线上，应昼靠近变压器和其他设备，避雷器与所有被保护设备的电气距离均不能超过其最大允许值，若不能满足要求，则应增设避雷器，本设计220KV侧、110KV侧采用阀式避雷器，10KV侧采用氧化锌避雷器。3、各种避雷器的主要应用场合（1）保护间隙和管式避雷器的作用是限制线路上的雷电过电压，主要用于线路的过电压保护，保护间隙主要用10KV以下低压配电网线路的保护，管式避雷器主要用于发电厂、变电站进线段保护。（2）阀式避雷器和金属氧化物避雷器主要用于发电厂和变电站中的过电压保护。4、变电站的进线段保护进线段保护是指在进入变电站有1—2km这一段架空线路上加强防雷措施，因此将这段线路称为进线段。进线段保护的目的，一是要降低雷电流幅值，二是要降低雷电波陡度，因阀式避雷器的通流容量是有限的，且残压与电流大小相关，因此减少雷电流幅值很有必要，而被保护设备上电压高出避雷器的部分与雷电波陡度成正比，或者说保护最大允许距离与雷电波陡度成反比，因此降低雷电波陡度是有好处的。变电所中限制雷电入侵波过电压的主要措施是装设避雷器。（1）在变电所进出线端分别装设一组避雷器；（2）在10母线上装设一组避雷器；（3）在主变上分别装设一组避雷器；（4）该变电所进线为35双回架空线路，在距离变电所1.5范围内架设避雷线，提高线路耐雷水平，防止由雷击线路引起的过电压波入侵变电所。避雷器和避雷线的型号及安装点如下表6-2所示：种类避雷器避雷线 型号FZ-35FZ-10FCZ-35LGJ-30安装点35进线端10母线主变压器35线路6-6接地体和接地网的设计（1）接地体的设计避雷针的接地体采用长3规格为的角钢制成独立垂直接地体。土壤电阻率取200，则接地电阻：从安全的角度考虑，接地体电阻应小于10，故采用多根垂直接地体并联来降低接地电阻，则需要的角钢根数为：避雷针的独立接地体为9根角钢并联制成的垂直接地体。（2）接地网的设计变电所内需要有良好的接地装置以满足工作接地、保护接地和防雷接地的要求，一般做法是根据保护接地和工作接地要求敷设一个统一的接地网，然后再在避雷器与地网的连接点增加接地体以满足防雷接地的要求。接地网通常用的扁钢或直径为20的圆钢水平敷设，埋入地下。深度不宜小于0.6。在水平距离与避雷针相距5的地方敷设地网。敷设地网的面积：接地网的总体接地电阻： 变电所接地网的工频接地电阻一般在0.5-5之间。在该范围内，符合要求。第七章继电保护的配置7-1继电保护的基本知识在变电所的设计和运行中，应当考虑到电力系统发生故障和不正常运行的可能性，如设备的相间短路、对地短路及过负荷等故障。为了保证对用户的可靠供电，防止电气设备的损坏及事故扩大，应尽快地将故障切除。这个任务靠运行人员进行手动操作控制是无法实现的，必须由继电保护装置自动地、迅速地、有选择性地将故障设备切除，而当不正常运行情况时，要自动地发出信号以便及时处理，这就是继电保护的任务。①继电保护设计的方法②设计继电保护前首先会想到，应该采用哪些保护装置，各种保护之间如何进行配合，这些问题处理是否合理，不仅可能影响电力系统的安全运行，而且还关系到有关部门的安全生产。③合理选择继电保护方式、正确进行正定计算和拟定接线图是非常重要的。继电保护内容设计一般分为两个阶段进行，即初步设计阶段和技术设计阶段。⑴、初步设计根据电力网的结构，为保护系统安全运行和生产单位用电可靠，从保护装置的快速性、选择性、灵敏性、可靠性出发，选定保护方式，确定整定值。因此，初步设计是确定继电保护设计方案是否合理的重要阶段。⑵技术设计在核准初步设计的基础上进行技术设计，主要任务是拟定保护和自动装置的原理接线图，选定所用继电器和辅助装置的型号，并提出设备订货清单。⑶两个设计阶段结合 根据工程需要，在某些情况下也可以把初步设计和技术设计两个设计阶段结合起来进行。⑷继电保护设计应力求简单在设计继电保护时应力求简单，采用简单的保护装置来达到系统所提出要求。只有当简单保护不能满足要求时，才考虑采用复杂的保护。运行经验证明：保护装置越简单，调整试验也越简单，而工作可靠性越高。7-2输电线路的保护配置10~35KV中性点非直接接地电网中，输电线路的相间短路保护必须动作于断路器跳闸。单相接地时，由于故障点的接地电流很小（因而该电网又称为小电流接地系统），三相之间的线电压仍然保持对称，对负荷供电没有影响，因此，在一般情况下允许再继续运行1~2h，而不必立即跳闸，这也是采用中性点非直接接地运行的主要优点。但是在单相接地以后，其他两相对地电压要升高倍。为了防止故障进一步扩大成两点接地或相间短路，应及时发出信号，以便运行人员采取措施予以消除。因此，在单相接地时，一般只要求继电保护能有选择性地发出信号，而不必跳闸。但当单相接地对人身安全和设备安全构成威胁时，则应动作于跳闸。10~35KV中性点非直接接地电网，其输电线路应针对相间短路和单相接地故障配置相应的保护装置。7-2-1相间短路保护的配置相间短路保护一般均采用两相式电流保护。对单侧电源线路，一般装设两段式电流保护。第Ⅰ段为不带时限的电流速断保护，第Ⅱ段为待时限的过电流保护。对于35KV的线路，必要时也可采用三段式电流保护，即在上述两段式保护的基础上，再增设一段带时限的电流速段保护。无论两段式或三段式电流保护，均可称作为阶段式电流保护。也可根据需要对35KV线路采用阶段式的电流、电压保护。对双侧电源线路，一般装设带或不带方向元件的阶段式电流电压保护。当电流电压保护不能满足灵敏性要求时，可采用简化的距离保护 对短线路（＜4km），当采用电压电流保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时宜采用纵联差动保护作为主保护，以带方向或不带方向的电流保护作为后备保护。对平行线路，可装设横联方向差动保护或电流平衡保护作为主保护，以接于两回线路电流之和的电流保护作后备保护。7-2-2过负荷保护的配置对可能时常出现过负荷的电缆线路，或电缆与架空混合线路，应装设过负荷保护。保护宜带时限动作与信号，必要时可动作于跳闸。。7-2-3单相接地保护由于中性点非直接接地系统发生单相接地故障时电气量的特殊性，对单相接地故障可采用无选择性的绝缘检视信号装置或有选择性的小电流接地信号装置。对于出线较少的中性点不接地电网，可采用无选择性的绝缘监视信号装置。该装置动作后，靠人工选线找出故障线路。有条件的应装设具有选择性、动作于信号的单相接地保护。对于出现较多的中性点不接地电网，可采用零序电流保护及零序功率方向保护等有选择性的小电流接地信号装置。目前，有选择性的接地保护广泛采用微机选线装置，其原理是利用基波零序电流的数值大小和方向做自动接地选线的依据。另外，根据人身和设备安全的要求，必要时应装设动作于跳闸的单线接地保护。中性点经消弧线圈接地的电网，故障线路的零序电流方向与非故障线路的零序电流方向完全相同，而数值大小也无明显差异。所以在中性点经消弧线圈接地的电网中，就不能利用基波零序电流的数值大小和方向来构成接地保护的依据，也不能利用基波零序电流的数值大小和方向做自动接地选线的依据。故中性点经消弧线圈接地的电网，可采用无选择性的绝缘监视信号装置，但不可采用零序电流保护及零序功率方向保护等小电流接地信号装置。中性点经消弧线圈接地电网发生单相接地时，比较有效的判别接地的方案是5次谐波判别法和有功分量判别法。故一般采用5次谐波判别法与基波零序电流判别法构成的接地选线装置。为了提高接地判别的准确率，当消弧线圈采用自动跟踪消弧线圈并经阻尼电阻接地时，系统单相接地选线可采用基波有功分量判别法原理构成的接地选线装置7-2-4输电线路的保护配置结果 待设计变电站35KV和10KV侧的线路相间短路保护应配置三段式电流保护；单相接地保护应配置绝缘监视信号装置。输电线路保护配置结果表：35KV进线10KV出线相间短路保护三段式电流保护三段式电流保护单相接地保护绝缘监视信号装置绝缘监视信号装置7-3变压器的保护变压器的保护分为电量保护和非电量保护。反应变压器故障的保护动作于跳闸，反应变压器不正常工作状态的保护动作于发信号。对于上述故障和不正常工作状态，变压器应装设如下保护：(1)气体保护。反应油箱故障和油面降低。(2)纵差保护或电流速断保护。反应变压器绕组和引出线的相间短路、中性点直接接地侧绕组和引出线的接地短路。电流速断保护适用于以下场合：对容量为6.3MVA以下厂用工作变压器和并列运行的变压器，以及10MVA以下厂用备用变压器和单独运行的变压器，当后备保护时间大于0.5s时，应装设电流速断保护。纵差保护适用于以下场合：1)容量为6.3MVA及以上并列运行的变压器和容量为6.3MVA及以上的发电厂厂用变压器及工业企业中的重要变压器。2)容量为10MVA及以上厂用备用变压器和单独运行的变压器。3)容量为2MVA及以上的变压器，当采用电流速断保护灵敏度不满足要求时，应采用纵差保护。(3)相间短路后备保护。反应外部相间短路引起的过电流和作为气体保护、纵差保护或电流速断保护的后备保护。例如：过电流保护、低电压启动的过电流保护、复合电压启动的过电流保护、负序过电流保护等。 (4)零序保护。用于反应变压器高压侧（或中压侧），以及外部元件的接地短路。变压器中性点直接接地运行，应装设零序电流保护；变压器中性点可能接地或不接地运行时，应装设零序过电流、电压保护。(5)过负荷保护。反应变压器过负荷。(6)过励磁保护。反应500kV及以上变压器过励磁。待设计变电站主变压器的保护配置如下：主保护：瓦斯保护和纵联差动保护相间后备保护：过电流保护和复合电压启动的过流保护接地短路保护：零序电流保护其他保护：过负荷保护所用变的保护配置与主变压器基本相同。由于所用变的容量较小，其住保护为瓦斯保护和电流速断保护。变压器的保护配置结果表：主变所用变主保护瓦斯、纵联差动瓦斯、电流速断保护相间后备保护复合电压启动过电流复合电压过电流接地后备保护零序过电流、电压零序过电流、电压其他保护过负荷、过励磁保护过负荷保护7-4母线保护母线保护的方式通常分为两种：一是利用供电元件的保护兼作母线故障的保护；二是采用专用的母线保护。1、利用供电元件的保护兼作母线故障的保护在不太重要的较低电压的厂、站中可以利用供电设备（发电机、变压器、线路等）保护的第Ⅱ段及第Ⅲ 段来反映并切除母线故障。在DL400《继电保护和安全自动装置技术规程》中，非专门的母线保护的装置原则规定：对于发电厂和主要变电所的3～10KV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。2、采用专用的母线保护利用供电元件保护来切除故障母线，不需另外装保护，简单、经济,但切除故障的时间长，并且双母线同时运行或母线为分段单母线时，上述保护不能保证有选择地切除故障母线，使事故扩大，因此，在DL400《继电保护和安全自动装置技术规程》中规定，在下列情况下，应该设专用的母线保护。⑴对220-500KV母线，应装设能快速有选择得切除故障的母线保护。对一台半断路器接线，每组母线宜装设两套母线保护。⑵110KV双母线、110KV单母线、重要发电厂或110KV以上重要的变压所的35—66KV母线，需要尽快切除母线上的故障的情况。⑶35—66KV电网中，主要变电所的35—66KV双母线分段三母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电的情况⑷对于白单纯和变电所的3-10KV分段母线及并列运行的双母线，需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证可靠供电的情况。⑸线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时，需装设专用的母线保护切除线路电抗器前的短路故障。装设母线保护应特别强调其可靠性，并尽量简化其结构。为了实现保护的快速性和选择性，专用的母线保护多采用差动原理构成。在电力系统中的单母线和双母线上，采用才动保护一般可以满足要求。因此差动保护在母线保护中得到了极为广泛的应用。7-5备自投和自动重合闸的设置7-5-1备用电源自动投入装置的含义和作用 备用电源自动投入装置是指当工作电源因故障被断开以后，能迅速自动地将备用电源投入或将用电设备自动切换到备用电源上去，使用户不至于停电的一种自动装置，简称备自投。一般在下列情况装设：（1）发电厂的厂用电和变电所的所用电。（2）有双电源供电的变电所和配电所，其中一个电源经常断开作为备用。（3）降压变电所内装有备用变压器或互为备用的母线段。（4）生产过程中某些重要的备用机组。该变电所的10KV母线为单母分段接线形式，变电所内有两台主变压器，正常运行时为两台变压器分裂运行，其备用方式为互为备用的“暗备用”，因此考虑在母联断路器上装设有备自投装置以提高供电的可靠性。7-5-2自动重合闸装置电力系统的运行经验表明，架空线路故障大多是瞬时故障。在线路上发生瞬时故障时，线路被保护断开后，由自动重合闸装置再进行一次合闸，恢复供电，从而大大提高供电的可靠性。重合闸在电力系统中有重要的作用：（1）大大提高供电的可靠性，减少停电次数，特别时对单侧电源的单回线路尤为显著。（2）提高电力系统并列运行的稳定性。（3）弥补输电线路耐雷水平将定的影响。在电力系统中，10KV线路一般不装设避雷线，35KV线路一般只在进线端1-2km范围内装设避雷线，线路耐雷水平较低，装自动重合闸后，可提高供电可靠性。（4）对断路器本身由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸，能其纠正的作用。参考文献1.常美生.高电压技术.2版.北京：中国电力出版社，2007.2.孙成普.变电所及电力网设计与应用.2版.北京：中国电力出版社，2008.3.吴靓，谢珍贵.发电厂及变电站电气设备.北京：中国水利水电出版社，2004. 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